钒电池行业报告系列二：共享储能模式有望加速钒电池装机

共享储能模式兴起。共享储能模式是指由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身电站需求外，也为其它新能源电站提供服务。共享储能的模式将分散的电源侧、电网侧、用户侧储能资源进行整合，并交由电网进行统一协调，降低了新能源电站的弃电量，并参与电力辅助服务市场，提高了储能资源利用率和电网系统的调节能力，也促进了储能形成独立的辅助服务提供商的身份。 政策大力支持共享储能发展。近年来，从国家到地方均出台了一系列政策支持共享储能模式的探索发展，在补偿考核方面给予共享储能新能源发电项目优先考虑，鼓励共享储能模式的推广。目前共享储能模式的主要盈利方式有调峰服务补偿、峰谷价差套利（参与电力现货市场交易）、容量租赁、容量补偿等。我们以100MW/200MWh山东储能电站为例，预计可实现累计收益为4831万元/年（租赁电量50%）。共享储能模式有望成为当前独立储能电站盈利的可行方案。 钒电池在独立储能电站中逐步起量。钒电池安全性高、投资成本随储能时长边际递减，适合大规模长时储能，在部分独立储能电站中已经开始配备。从储能招投标来看，部分2小时储能的项目已配备10%的钒电池，部分4小时及以上储能的项目配备了50%或100%的钒电池。2022年上半年，在建独立储能电站中钒电池的规模已达302MW/1104MWh，功率装机占2022年上半年在建独立储能电站（7.6GW）的4%。 4小时储能电站钒电池IRR与锂电池相差不大。按现有共享储能电站盈利模式测算，100MW/200MWh锂电池和钒电池储能电站IRR分别为7.6%和2.7%（20年，每天充放电1次），钒电池2小时储能的经济性较差。若对比100MW/400MWh的储能电站（其他假设不变），锂电池储能IRR为2.5%，而钒电池在1.5%，钒电池4小时储能经济性与锂电池相差不大。考虑钒电池降本空间仍较大，后续经济性会逐步增强。若钒电池储能交付成本降低20%（4小时储能单位投资成本由3.8元/wh降至3元/Wh），则对应的4小时钒电池储能的IRR为2.9%。 钒电池2025年市场空间约188-404亿元。基于中国发电侧（风电、集中式光伏）装机量的预测，保守预计2025年中国发电侧年新增储能装机规模为26.9GW。 2025年钒电池年新增装机功率在悲观和乐观情形下分别为1.9GW/4.0GW，功率占比分别为7%和15%（2022年约0.4GW），对应市场空间分别为188/404亿元（假设2025年钒电池储能交付成本下降至2.5元/Wh）。 投资建议：我们认为钒电池作为商业化较为成熟的液流电池，在储能领域大有可为，尤其是长时储能领域。随着储能安全性要求升级和储能时长的增加，基于钒电池的高安全性和随储能时长增加边际成本增加较小的特点，钒电池装机有望进入加速增长阶段。持续推荐拥有丰富钒资源且布局钒电解液的攀钢钒钛，建议关注规划及切入钒电池领域的河钢股份、中核钛白。 风险分析：共享储能进展不及预期；资源开发不及预期导致钒价大幅上行风险。 1、共享储能模式成为储能盈利可行方案 1.1、共享储能可提高电网和储能资源利用效率 “共享储能”的概念最早是2018年青海省提出，是指由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身电站需求外，也为其它新能源电站提供服务；即共享储能是以电网为纽带、为多个新能源电站同时提供储能服务的新模式，打破了原有的1家储能站与1家发电站传统对应关系，转向了1家储能站对应多家新能源发电站的“1对N”的关系。 2018年7月26日，格尔木美满16MW/64MWh储能电站项目举行开工典礼，该电站作为青海省首例电网侧储能项目，是对共享储能模式的初步探索，“1对多”的储能模式也标志着共享储能的概念初步形成。 青海省鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程储能电站于2019年1月22日正式投运，并于4月开始参与共享储能的市场化运行试验，打破了单个电站独享模式，为“共享储能”提供了解决方案。该项目总装机容量700兆瓦，其中光伏200兆瓦、风电400兆瓦、光热50兆瓦、储能50兆瓦。该项目采用50MW储能电站采用磷酸铁锂电池储能系统，储能时长2小时。 图1：共享储能模式概览 共享储能的模式将分散的电源侧、电网侧、用户侧储能资源进行整合，并交由电网进行统一协调，把整个储能的资源释放给整个电力系统，为电网进行调频调峰、平衡输出、缓解电力波动。共享储能通过双边协商、双边竞价及单边调用等模式参与电力交易，降低了新能源电站的弃电量，并参与电力辅助服务市场，提高了储能资源利用率和电网系统的调节能力和稳定性，也促进了储能形成独立的辅助服务提供商身份。 1）于新能源企业：降低了新能源配套储能的建设成本，减少了日常运维成本，并享受到电网侧储能峰谷电价差的收益，以实现项目收益率的提高，缩短投资收回期。 2）于电网企业：多点位集中式的中大型储能电站将有利于电网的平衡，实现了新能源电量的消纳。 1.2、政策鼓励共享储能模式发展 近年来，从国家到地方均出台了一系列政策支持共享储能模式的探索发展，鼓励共享储能模式的推广。其中，国家发改委和能源局在2021年7月发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》和2022年3月发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》较为明确的提出了探索建设、推广共享储能模式。 （1）2021年7月15日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确提出鼓励探索建设共享储能模式，并在相关方面给予适当倾斜。 （2）2022年3月21日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，明确提出探索推广共享储能商业模式的应用发展，支持开展各类应用示范，并在补偿考核方面给予共享储能新能源发电项目优先考虑。 鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。同时，要求加大“新能源+储能”支持力度。 表1：近年来国家发改委和能源局关于鼓励发展共享储能相关文件及内容 从地方层面来看，自2021年开始，山东、河南、宁夏、湖南、浙江、内蒙、广西、辽宁和河北等多地陆续出台了鼓励投资建设共享储能电站的政策，创造共享储能电站盈利模式，激励以共享储能的模式落地储能项目建设。 表2：近年来各地方政府关于鼓励发展共享储能相关文件及内容 1.3、共享储能模式是当前独立储能电站盈利可行方案 共享储能一般单体规模较大，对电网的调度可以形成很好的支撑和响应作用。 目前共享储能模式的主要盈利方式有调峰服务补偿、峰谷价差套利（参与电力现货市场交易）、容量租赁、容量补偿等收费方式。 调峰服务补偿 调峰辅助服务补偿是独立储能电站获取收益的方法之一，青海、河南、宁夏、南方电网地区等多个区域都出台了独立储能电站的调峰补偿规则；但各地调峰补偿价格差异较大。 据“储能与电力市场”统计，如山东在2021年示范项目时期，独立储能电站调峰补偿下降至0.2元/kWh，保证调用时长1000小时/年，全年可获得补偿2000万元（在山东电力现货市场改革前）；青海调峰补偿下降至0.5元/kWh； 南方电网各地区调峰补偿在0.24-0.79元/kwh；宁夏储能试点项目调峰服务补偿价格为0.8元/KWh，调峰补偿价格全国最高。 表3：各地政府关于调峰服务补偿的文件 峰谷价差套利 进入2022年，随着越来越多的区域进入电力现货市场试运行或连续试运行，给独立储能电站的利用价差套利带来了更大的空间。 2022年3月，山东省2021年投运的5座独立储能电站陆续进入电力现货市场。按“储能与电力市场”测算，以100MW/200MWh储能电站为例，在山东省平均两小时最高电价约0.7元/kWh左右，平均最低电价是约0.1元/kWh左右，考虑储能充电时需要承担的容量电价(0.0991元/kWh)，以及现货交易规则下的附加成本（约0.02元/kWh）,一个2小时的储能电站实际可获得的充放电电价差约为0.5元/kWh左右。 以85%的循环效率，全年运行330天，每天一次充放电循环测算，全年可获得的现货市场收益约为2481万元。 容量补偿 部分地区已经开始探索储能电站的容量电价机制。2022年2月，山东印发《关于做好2022年山东省电力现货市场结算试运行有关工作的通知》，修订电力现货市场交易规则，新增独立储能设施可按照有效充放电容量按月获取容量补偿的规定。7月22日，山东省人民政府发布了《2022年“稳中求进”高质量发展政策清单（第四批）的通知》，通知强调了支持新型储能发展：坚持新型储能市场化发展方向，推动独立储能示范项目积极参与电力现货交易，暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿的2倍标准执行。 据“储能与电力市场”数据，与火电24小时持续放电相比，山东省独立储能电站普遍为2小时的充电时长，目前山东省的独立储能电站按照火电补偿标准的2/24补偿。火电机组的容量补偿费用约360元/kW·年左右，因此储能电站的补偿标准为30元/kW·年，一个100MW/200MWh的储能电站可获得补偿300万元/年。根据此次通知，100MW/200MWh独立储能年可获得容量补偿将变为600万元/年。 容量租赁 目前各地的容量租赁费用不等，山东在350元/KW·年，湖南容量租赁费用在450-600元/KW·年，河南容量租赁费用标准为260元/kWh·年（补偿单位与前述地区不同）。 综合上述情况考虑，我们以山东的100MW/200MWh共享储能电站为例测算共享储能模式的累计收益。 1）容量租赁：按350元/KW·年租赁标准测算，若租赁电量在全年发电量的50%，全年容量租赁收益可达1750万元。 2）现货市场补偿：山东调峰辅助服务取消，改为从事电力现货市场引导调峰；按照前述测算方式，每年可获取收益约2481万元。 3）容量补偿：若按照山东省最新政策执行，100MW/200MWh独立储能年可获得容量补偿将变为600万元/年。 即当前在山东运营的100MW/200MWh共享储能电站的合计收益为4831万元/年（从上述分析可知，影响共享储能收益关键因素仍在租赁电量规模，若全部租赁电量在0-100%波动，累计收益在3081-6581万元）。独立储能电站需要从现货市场套利以及容量租赁中获得更多补偿，以保证其正常盈利。 表4：以山东100MW/200MWH储能电站为例测算的共享储能电站收益 2、共享储能加速发展，钒电池逐步起量 共享储能装机规模加速发展 据CNESA统计，2022年1-5月中旬全国共享储能拟在建及招投标项目达到109个，其中陕西25个、河南24个、宁夏14个、山东11个，其他省市均在个位数。 表5：2022年1-5月中旬全国共享储能拟在建及招投标项目达到109个 据“储能与电力市场”统计，2022年上半年，考虑在前期规划、科研设计，启动EPC/设备采购，在建，投运等阶段的储能项目合计约180个，项目总规模约26.6GW（53.6GWH）。其中进入实际投运/建设/启动建设状态的项目约7.7GW（其中7.6GW在建+0.1GW投运），功率占总规划项目的29%。上半年已有实质性进展的独立式储能项目大多来自已经启动年度储能示范项目申报的地区，例如山东、湖北、山西、宁夏、浙江、湖南等地。 图2：2022H1不同独立储能项目进度（单位：GW） 图3：2022H1各地在建、EPC/设备采购阶段储能项目规模 钒电池在共享储能装机逐步起量 目前，全钒液流电池已经开始成为共享储能电站的备选项之一。 1）2小时储能中钒电池仍是锂电池的配角。山西省的部分共享储能项目已经开始使用一定比例的钒电池，如山西朔州75MW /150MWh共享储能项目（第一期）20MW/40MWh、金风润航新能源有限公司承接的朔州市150MW/300MWh共享储能项目都是以90%磷酸铁锂+10%钒电池储能项目进行配比建设（古交市100MW/200MWh、右玉县400MW/800MWh项目都配有钒电池，但未披露具体比例）。 2）4小时及以上储能时长的部分项目钒